El Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) que representó una inversión de $ 1.475 millones en su construcción debería ya haber pasado a manos del Estado, tras haberse cumplido 20 años de la firma del contrato de concesión.

En estos días, según fuentes oficiales del Ministerio de Energía, “se están finiquitando las mesas de transición para que el traspaso se lleve de manera ordenada”. Esto, en medio de una “relación de OCP y el Gobierno que está desarrollándose en los mejores términos”.

El 14 de noviembre del 2003 Ecuador firmaba un proyecto de concesión para la construcción de un oleoducto distinto al que ya tenía el país, que era el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE). Este nuevo ducto estaba destinado a transportar crudo pesado, que principalmente se obtenía del sector nororiental del país.

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Varios expertos y el sector de trabajadores están preocupados porque el plazo ya se habría vencido y porque no hay una información clara al respecto del proceso.

Miguel Robalino, experto en temas de energía, explica que de acuerdo con una última reforma que se hizo en 2021 al reglamento de Hidrocarburos la reversión debe iniciar un año antes y crearse una comisión. A estas alturas, dice, ya deberían haber finiquitado varias etapas o incluso estar totalmente definido ese proceso.

Indica que el exministro de Energía, Fernando Santos, había expresado públicamente su intención de ampliar el contrato y que OCP siga manejándola y que incluso invierta $ 200 millones en una variante definitiva del trazado. Sin embargo, en esos momentos se le advirtió al ministro que esto no era posible jurídicamente. Explica que ha conocido de acuerdo a fuentes de Petroecuador que no se ha iniciado el proceso. Para Robalino, ha incidido en esta falta de cumplimiento de la ley la postura del exministro Santos e incluso los recurrentes cambios de autoridades. Y lo que podría suceder en los siguientes días es que se genere algún tipo de disposición para enmarcar el proceso de transición en la legalidad.

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Para Robalino es necesario que la infraestructura pase a manos del Estado, y que se demuestre que la figura de concesión es una buena figura contractual, que en realidad no es una privatización y que permite la construcción de infraestructura a manos de la inversión privada y que después puede ser aprovechada por el Estado. Dice que tras 20 años, la infraestructura puede pasar a manos del Estado y todavía tiene una vida útil de al menos 25 años más. En todo caso, indica que sí sería una buena opción que el OCP vuelva a ser concesionado, porque Petroecuador no es un buen administrador y un ejemplo de ello es lo que ha pasado con el bloque 16-67, que ha bajado su producción.

De acuerdo con Oswaldo Erazo, secretario de la Cámara de Distribuidores de Derivados de Petróleo (Camddepe), el contrato con OCP se terminó el 14 de noviembre del 2023. Pero la fecha que se ha mencionado para el término del contrato ha sido enero del 2024. Explica que lo que debe suceder es que esa infraestructura pase al Estado y que este decida si lo vuelve a poner en concesión. En este caso se debe definir una tarifa que le beneficie al Estado.

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Recuerda que en los últimos meses del gobierno de Guillermo Lasso, el entonces ministro Fernando Santos había hablado de una extensión del plazo a las empresas que estaban encargadas del ducto, entre ellas Pampa. Actualmente se desconoce lo que había sucedido con esta intención. La manera correcta de valoración del bien debe ser de reposición y no solo de depreciación. Para Erazo, Ecuador estaría ganando al menos $ 1.500 millones en infraestructura, que es lo que costó la construcción.

Sobre el tema laboral, considera que el OCP no tendrá problemas, pues los trabajadores continuarán laborando con normalidad, ahora bajo la empresa estatal petrolera.

Entre tanto, David Almeida, secretario general de la Asociación Nacional de Trabajadores de la Energía y el Petróleo (Antep), comenta que sobre este tema hay un silencio preocupante y sospechoso y la posición de los trabajadores es que esa infraestructura debe revertirse al Estado porque no hay razón para la ampliación. Cuenta que según sus cálculos, el Estado se ahorraría unos $ 2.200 millones por dejar de pagar tarifas en los próximos 20 años y en cambio percibiría unos $ 300 millones de utilidades. Para Almeida, también resulta complicado entender cómo es que OCP declaró utilidades en este monto hasta el 2020 pero a partir del 2021 no registra utilidad y más bien una gran salida de capitales.

Para Almeida, la concesión debería haberse terminado el 14 de noviembre del 2023 y no han conocido de ninguna extensión. En todo caso, explica que para el traspaso de la infraestructura, ya debería haberse creado una comisión para el traspaso de la información. “Hasta donde se ha sabido, esto no ha ocurrido. Posiblemente esté sucediendo de manera no pública”. Además asegura que Petroecuador sí podrá manejar esta infraestructura pues ha venido manejando con éxito, durante 50 años, el SOTE. También menciona que lo que ha sucedido con los bloques 16 y 67 de una baja de producción se debió en un primer momento a protestas de las comunidades.

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¿De qué se compone el OCP?

La infraestructura construida incluye 485 kilómetros de su trayecto, el OCP tiene una tubería de acero de entre 24 y 36 pulgadas de diámetro y en su tramo ascendente pasa por cuatro estaciones de bombeo: Amazonas, ubicada a cinco kilómetros de Nueva Loja; Cayagama, ubicada en Gonzalo Pizarro, en la provincia de Sucumbíos. Además Sardinas, en el valle del Quijos, en Napo, 1.802 metros sobre el nivel del mar; y Páramo, en Papallacta, también en la provincia de Napo, a 2.862 metros de altura. De acuerdo a la empresa, existen también dos estaciones de reducción de presión: Chiquilpe y Puerto Quito, ubicadas en el tramo de descenso de la tubería, después de haber llegado, en su punto más alto, a 4.064 metros sobre el nivel del mar.

En Esmeraldas, el OCP tiene en puerto marítimo de Punta Gorda, sector de Balao con una capacidad de almacenamiento de 3′750.000 barriles de petróleo.

Reversión

Disposición de la Agencia de Regulación y Control de Energía

  • Art. 157.- Aprobación de Planes de Mantenimiento y Stock en bodega. Con el propósito de garantizar la continuidad normal de las operaciones y la eficiencia del servicio y su estándar, los sujetos de control, hasta el último día de la vigencia de los contratos establecidos en los artículos 2 y 3 de la Ley de Hidrocarburos, por cumplimiento de plazos o por cualquier otro motivo, deben ejecutar el mantenimiento de los diferentes equipos, maquinarias e instalaciones bajo su custodia.
  • Un año antes de la finalización del contrato de exploración y explotación, refinación, industrialización, transporte, almacenamiento y comercialización, los sujetos de control, a través de un consultor experto o compañías independientes con experiencia en el sector de Hidrocarburos deben presentar a la Agencia de Regulación y Control el informe de los programas, planes y cronogramas de mantenimiento de equipos y maquinaria e instalaciones; así como, los programas de cantidad mínima de repuestos, incluyendo certificaciones técnicas y la evaluación de la conformidad que garantice 2 años la operación de la infraestructura otorgada después de finalizado el contrato.
  • Para el efecto la Agencia de Regulación y Control creará una comisión interinstitucional conformada al menos por la Empresa Estatal de Hidrocarburos y la Agencia Regulación y Control que coordine, elabore y presente el informe técnico para aprobación del Ministerio del ramo. (I)